L AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

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1 DELIBERAZIONE 23 NOVEMBRE /2017/R/GAS DISPOSIZIONI PER IL COMPLETAMENTO DEL QUADRO REGOLATORIO IN MERITO ALL EFFETTUAZIONE DELLE SESSIONI DI AGGIUSTAMENTO, CON RIFERIMENTO AGLI ANNI A PARTIRE DAL 2013 L AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO Nella riunione del 23 novembre 2017 VISTI: la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009; il regolamento CE 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009; il regolamento UE 312/2014 della Commissione del 26 marzo 2014 (di seguito: Regolamento); la legge 14 novembre 1995, n. 481 e sue modifiche e integrazioni; il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164; il decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n. 244; il vigente Codice di rete tipo per la distribuzione del gas naturale; il vigente Testo integrato delle attività di vendita al dettaglio di gas naturale e gas diversi da gas naturale distribuiti a mezzo di reti urbane o TIVG; il vigente Testo integrato delle disposizioni per la regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale o TISG; la vigente Regolazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo di regolazione e per il periodo transitorio o RTTG; la deliberazione dell Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) 28 dicembre 2000, 237/00 (di seguito: deliberazione 237/00); la deliberazione dell Autorità 15 aprile 2011, ARG/gas 45/11, come successivamente modificata e integrata; la deliberazione dell Autorità 31 maggio 2012, 229/2012/R/gas (di seguito: deliberazione 229/2012/R/gas); la deliberazione dell Autorità 26 luglio 2012, 319/2012/R/gas; la deliberazione dell Autorità 20 dicembre 2012, 555/2012/R/gas; la deliberazione dell Autorità 6 giugno 2013, 241/2013/R/gas; 1

2 la deliberazione dell Autorità 4 luglio 2013, 292/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 12 settembre 2013, 382/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 19 settembre 2013, 394/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 14 novembre 2013, 514/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 21 novembre 2013, 534/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 19 dicembre 2013, 619/2013/R/gas; la deliberazione dell Autorità 29 maggio 2014, 250/2014/R/gas; la deliberazione dell Autorità 7 agosto 2014, 420/2014/R/gas; la deliberazione dell Autorità 9 giugno 2015, 276/2015/R/gas (di seguito: deliberazione 276/2015/R/gas); la deliberazione dell Autorità 9 luglio 2015, 336/2015/R/gas; la deliberazione dell Autorità 6 agosto 2015, 418/2015/R/com; la deliberazione dell Autorità 8 settembre 2016, 486/2016/R/gas; la deliberazione dell Autorità 3 agosto 2017, 575/2017/R/gas; la deliberazione dell Autorità 13 settembre 2017, 625/2017/R/gas; la deliberazione dell Autorità 5 ottobre 2017, 670/2017/R/gas (di seguito: deliberazione 670/2017/R/gas); il documento per la consultazione 14 gennaio 2016, 12/2016/R/gas; il documento per la consultazione 14 ottobre 2016, 570/2016/R/gas; il documento per la consultazione 3 agosto 2017, 590/2017/R/gas (di seguito: documento per la consultazione 590/2017/R/gas); la determinazione del Direttore della Direzione Mercati 21 dicembre 2012, 12/2012; la determinazione del Direttore della Direzione Mercati 28 marzo 2013, 5/2013. CONSIDERATO CHE: con la deliberazione 670/2017/R/gas, l Autorità ha approvato prime disposizioni in tema di settlement gas in relazione all effettuazione delle sessioni di aggiustamento - che, come noto, sono state sospese con la deliberazione 276/2015/R/gas alla luce di alcuni risultati anomali, rinviando a successivi approfondimenti la valutazione delle richieste di modifica e/o integrazione della regolazione stessa - con riferimento al periodo c.d. pregresso, ossia al periodo compreso tra l entrata in vigore della disciplina approvata con la deliberazione 229/2012/R/gas, l 1 gennaio 2013, e l entrata in vigore della nuova regolazione in materia, che sarà definita con successivo provvedimento; nello specifico, in ragione della necessità di riconoscere agli operatori infrastrutturali un adeguato lasso di tempo per l adeguamento dei sistemi informativi, è stata approvata la metodologia da utilizzare per la determinazione delle partite fisiche ed economiche di aggiustamento, mentre è stata rinviata a successivo provvedimento la definizione del parametro γ A,REMI,ric, nonché la definizione degli altri elementi utili al completamento della disciplina, comprese 2

3 le modalità con le quali saranno gestite le rettifiche dei corrispettivi di scostamento, applicati per effetto di errore materiale o di misura; in accoglimento delle istanze emerse dalla consultazione, è stato disposto di non effettuare l elaborazione degli anni a partire da dicembre 2017 e fino a marzo 2018, ma di eseguire la sola sessione di aggiustamento pluriennale già prevista per il 2018, stabilendo che la pubblicazione degli esiti della medesima avvenga l 11 giugno 2018, in ragione dell esigenza di prevedere adeguati tempi di verifica dei dati messi a disposizione dalle imprese di distribuzione. CONSIDERATO, INOLTRE, CHE: l approccio metodologico prescelto per la gestione del periodo pregresso prevede due passaggi: a) il primo funzionale al calcolo del conguaglio delle partite economiche attribuite all utente del bilanciamento (di seguito: UdB) al momento del bilancio definitivo, applicando l algoritmo già utilizzato per le sessioni di bilanciamento, valorizzando però il fattore di correzione annuale, rinominato γ A,REMI - fino ad oggi posto pari a zero - sulla base della formula di cui all articolo 17, comma 1, lettera f), del TISG; b) il secondo volto a valorizzare la parte, oggetto di compensazione, di competenza di ogni UdB, della differenza tra immesso e prelevato al punto di riconsegna della rete di trasporto interconnesso con reti di distribuzione o city gate (di seguito: delta IO ), ripartendo la quota annua riconosciuta del delta IO in proporzione ai prelievi allocati nell anno all UdB presso il medesimo city gate; con riferimento alla precedente lettera b), tale quota è definita tramite il parametro γ A,REMI,ric che, nel documento per la consultazione 590/2017/R/gas, è stata ipotizzata pari alla differenza tra γ A,REMI e γ A,REMI, con γ A,REMI a rappresentare la parte di delta IO che rimane in capo all utente relativamente ad ogni city gate, determinata fissando un limite minimo pari a zero ed un limite massimo pari a 0,005; all interno dell intervallo, γ A,REMI è stato posto pari a γ A,REMI (e quindi γ A,REMI,ric pari a zero); con la deliberazione 670/2017/R/gas l Autorità ha ritenuto opportuno non definire in tale occasione la formula per il calcolo del parametro γ A,REMI,ric, riservandosi di valutare una sua determinazione su base pluriennale, in considerazione del fatto che, come anche rilevato da alcuni dei soggetti che hanno preso parte alla consultazione, i valori del delta IO possono presentare una considerevole volatilità, determinata in parte da elementi strutturali che potrebbero compensarsi tra un anno e l altro; in riferimento al meccanismo di determinazione e di gestione del valore del delta IO, posto in consultazione dall Autorità, si rileva che le osservazioni pervenute presentano orientamenti diversificati, in relazione anche ai diversi 3

4 impatti attesi del meccanismo in ragione delle posizioni maturate da ciascun operatore in esito alle diverse sessioni di bilanciamento intercorse; da un lato si può ritenere che siano gli operatori che si sono visti allocati quantitativi di gas inferiori rispetto a quelli prelevati dai clienti finali (con un sostanziale beneficio in termini di approvvigionamento del gas fornito ai clienti) a lamentare l introduzione del meccanismo di compensazione; dall altro, gli operatori che si sono visti allocare quantitativi di gas in misura superiore rispetto a quelli prelevati dalle reti di distribuzione richiedono che il meccanismo di compensazione sterilizzi integralmente i maggiori oneri che, in tal modo, dovrebbero sostenere rispetto al gas fornito ai clienti, criticando quindi l introduzione del limite massimo sopra richiamato; a quest ultimo riguardo, in particolare, due operatori e un associazione di imprese hanno evidenziato come un operatore, pur prudente, non sarebbe tenuto a considerare nell ambito delle proprie strategie commerciali un tale valore di delta IO, in quanto lo stesso non troverebbe alcuna copertura nella regolazione delle condizioni economiche di fornitura definite dall Autorità; mentre, un altra associazione di imprese ha rilevato che l applicazione degli approcci prospettati in consultazione andrebbe ad incidere sui bilanci già chiusi dagli operatori e ha proposto, in ultima analisi, una socializzazione dei costi circoscritta alle sole reti di distribuzione interessate da criticità significative e non estesa a livello nazionale; rispetto a quanto sopra, occorre ricordare preliminarmente che la disciplina del settlement gas, introdotta con la deliberazione 229/2012/R/gas nell ambito di un organico processo di riforma del servizio di dispacciamento commerciale (e in particolare del servizio di bilanciamento) del gas naturale, si articola in due tipologie di sessioni: c) la prima, c.d. di bilanciamento, con cadenza mensile, in cui si determinano, per ciascun utente e su base giornaliera, le partite fisiche ed economiche dei servizi di trasporto e bilanciamento in base ai quantitativi di gas determinabili: (i) in modo definitivo, per quei punti di prelievo per i quali sono disponibili le relative misure, e (ii) in modo convenzionale, per quei punti di prelievo per i quali non è strutturalmente possibile disporne al momento dell effettuazione della sessione; d) la seconda, c.d. di aggiustamento, relativa a un arco temporale di maggiore profondità (sono attualmente previste due sessioni all anno con riferimento fino al quinto anno precedente), finalizzata a regolare le sole partite economiche che derivano dalle differenze tra gli esiti della sessione di bilanciamento e quanto determinato sulla base delle misure rese disponibili successivamente; come chiarito dalla stessa deliberazione 229/2012/R/gas e dai documenti per la consultazione che l hanno preceduta, il predetto meccanismo è volto a superare le criticità connesse alla previgente disciplina dell allocazione, che prevedeva la chiusura definitiva dei bilanci dopo soli tre mesi rispetto al mese di riferimento, 4

5 sulla base, quindi, delle sole misure rese disponibili in tale periodo: tale aspetto, infatti, generava spesso una rilevante discrasia tra le partite attribuite in acquisto (all ingrosso ovvero al punto di consegna della rete di distribuzione) e le partite fatturate a valle, alla clientela finale; si trattava, in altre parole, di un rilevante delta IO il cui onere restava a carico degli utenti della rete; le sessioni di aggiustamento, pertanto, consentendo l utilizzo dei dati di misura effettivi (anche molto dopo l allocazione delle partite fisiche), dovrebbero garantire una corretta rideterminazione e riconciliazione delle partite economiche determinate solo in modo convenzionale nell ambito della sessione di bilanciamento; in tale contesto, quindi, l UdB che, nell ambito delle sessioni di bilanciamento, vede allocarsi a monte quantitativi di gas anomali, rispetto all effettivo andamento del suo mercato a valle, può ragionevolmente confidare nel fatto che tali esiti dovrebbero trovare una loro normalizzazione nell ambito delle successive sessioni di aggiustamento, quantomeno per la parte ascrivibile al ritardo con cui si rendono disponibili i dati di misura; peraltro, come noto, lo svolgimento delle sessioni di aggiustamento non può garantire una piena e completa riconciliazione tra partite allocate in immissione e quantitativi di gas prelevati dalla rete di distribuzione (non è in grado cioè di annullare il delta IO ), in ragione di specifici fenomeni strutturali (attualmente non eliminabili) quali, ad esempio, le c.d. perdite di rete; l onere connesso a tale quantitativo di delta IO, che deve ritenersi fisiologico, nell impostazione della disciplina del settlement gas introdotta con la deliberazione 229/2012/R/gas, continuava di fatto a restare in capo agli utenti della rete; nel quadro sopra sinteticamente richiamato si iscrive il procedimento che si conclude col presente provvedimento, avente ad oggetto la gestione delle sessioni di aggiustamento a partire dall anno 2013, sessioni - come chiarito nei documenti e nei provvedimenti sopraccitati - sospese a fronte di esiti particolarmente anomali della prima di esse svolta all epoca dal responsabile del bilanciamento (di seguito: RdB); in tale contesto, gli orientamenti dell Autorità - esposti nell ambito delle consultazioni (e in parte già adottati con la deliberazione 670/2017/R/gas) - sono volti a garantire lo svolgimento di sessioni di aggiustamento che sterilizzino gli effetti economici di determinazioni anomale e sproporzionate di delta IO, riducendo il rischio degli utenti alle dimensioni fisiologiche sopra rappresentate; per quanto anzidetto, non appaiono fondate le osservazioni critiche svolte dagli operatori e sopra sinteticamente richiamate; in primo luogo, non può trovare giustificazione la pretesa di essere esentati dalle attività di compensazione da parte degli utenti che, nelle sessioni di bilanciamento, si sono trovati allocati quantitativi di gas in immissione alla rete di distribuzione inferiori rispetto ai prelievi; non essendo possibile che una rete di distribuzione consenta di prelevare più gas di quanto ne è stato immesso, nessun operatore professionale può, infatti, ragionevolmente pensare di vendere ai clienti finali un quantitativo di gas naturale, come risultante dai dati di misura 5

6 presso i medesimi clienti, superiore a quello acquistato ed effettivamente immesso nella rete di distribuzione; in secondo luogo, appare parimenti infondata la richiesta di quegli utenti che contestano la previsione di un limite massimo per il delta IO oltre il quale, soltanto, operare la sterilizzazione degli oneri economici a loro carico; al riguardo, ciò che rileva e appare decisivo consiste nel fatto che, come già detto, la presenza di un delta IO è da sempre un onere che gravava in capo agli utenti della rete, onere che la nuova disciplina, introdotta con la deliberazione 229/2012/R/gas, ha inteso ridurre mediante la riconciliazione economica (sessione di aggiustamento) dei dati di misura che risultano disponibili anche dopo la chiusura dei bilanci di trasporto (allocazione delle partite fisiche di gas che ora avviene nella sessione di bilanciamento); in altre parole, la sussistenza di un dato differenziale tra i (maggiori) quantitativi di gas naturale immessi in ciascuna rete di distribuzione e i (minori) quantitativi complessivamente derivanti dai prelievi connessi alla medesima rete rappresenta un fenomeno di carattere sistemico e non episodico noto ai soggetti operanti nel settore che la disciplina in via di introduzione ha proprio l obiettivo di contenere a livelli strutturali, eliminando gli effetti legati all elevata variabilità di tale differenziale a livello temporale e, soprattutto, territoriale e sollevando in tal modo gli operatori dagli oneri connessi a valori non fisiologici di delta IO che si sono determinati nel periodo pregresso; una metodologia che tenga conto di tali valori in una prospettiva temporale più ampia risulta, quindi, maggiormente congrua agli obiettivi che l Autorità si è prefissata; il valore della soglia massima derivante dalle valutazioni sul periodo , calcolato come differenza fra immesso e prelevato nel periodo e rapportato al prelevato, rivalutato a seguito del documento per la consultazione 590/2017/R/gas con arrotondamento alla terza cifra decimale, risulta pari a 0,004; tale valore, peraltro, è coerente con quanto indicato dalla regolazione passata in tema di c.d. combustibile non contabilizzato della distribuzione; infatti, nel documento per la consultazione propedeutico alla riforma delle tariffe di distribuzione e delle condizioni economiche di fornitura intervenuta con la deliberazione 237/00, il contributo al suddetto termine inerente alle perdite della rete (come quelle che si hanno in una rete in perfette condizioni di efficienza) veniva stimato nel range 0,3% - 0,5%; nel programma di attuazione presentato nel documento per la consultazione 590/2017/R/gas è stata indicata la data dell 1 gennaio 2018 per l avvio del nuovo sistema semplificato del settlement il quale prevedeva, tra l altro, la completa copertura dell onere connesso al delta IO, nonché l introduzione della profilazione dinamica dei prelievi per il tramite del parametro W kr ; nell ambito della consultazione, in considerazione sia dei contratti già in essere sia della necessità di garantire un adeguato periodo di apprendimento, in cui 6

7 rendere disponibile agli UdB lo storico dei dati di misura, al fine di permettere a tutti i soggetti coinvolti l adeguamento delle proprie procedure interne e dei sistemi informativi, è stata rappresentata la necessità di posticipare la data prevista di avvio per il sistema completo, confermando invece la decorrenza dall 1 ottobre 2018 del meccanismo di copertura dell onere connesso al delta IO ; l adozione della sopraccitata soglia anche per il periodo a venire, per il quale si applica il presente provvedimento con riferimento alla determinazione delle sessioni di aggiustamento, potrebbe generare comportamenti distorsivi delle dinamiche concorrenziali del mercato sottostante al singolo city gate. CONSIDERATO, INOLTRE, CHE: in relazione al tema dei corrispettivi di scostamento per il periodo pregresso, nel documento per la consultazione 590/2017/R/gas è stato prospettato di prevederne lo storno nei casi di errore di misura o di errore materiale commesso dall impresa di distribuzione nell imputazione dei dati di competenza ai fini dell effettuazione della sessione di bilanciamento, purché in presenza di evidenza documentata, accompagnata da una comunicazione formale dell utente all impresa di distribuzione, all RdB o agli uffici dell Autorità; l impostazione è stata condivisa da coloro che hanno preso parte alla consultazione; inoltre, è stato chiesto di estendere l applicazione dello storno ai casi di errore di misura sul punto di immissione nella rete di distribuzione, ai casi di errore materiale commesso dall RdB, ai clienti direttamente allacciati, nonché di soprassedere circa la necessità di dover produrre formalmente evidenza documentata; una associazione di imprese ha suggerito di definire la modalità di trattamento delle diverse casistiche, a garanzia della chiarezza per tutte le parti potenzialmente coinvolte, mentre una impresa di distribuzione ha richiesto di individuare nel dettaglio le modalità di intervento dell impresa stessa nel processo, specificando criteri di ammissibilità, dati minimi e tempistiche di gestione delle istanze. CONSIDERATO, INOLTRE, CHE: nel documento per la consultazione 590/2017/R/gas è stata prospettata l introduzione di una nuova componente tariffaria CRV ST, espressa in euro/smc, a copertura degli oneri connessi al settlement gas, da applicare ai quantitativi di gas riconsegnati all utente del servizio di trasporto nei punti interconnessi con le reti di distribuzione; tale componente andrebbe ad alimentare un nuovo fondo, il fondo per la copertura degli oneri connessi al sistema di settlement gas, che si aggiungerebbe a quello per la copertura degli oneri connessi al sistema del bilanciamento gas, finanziato dal corrispettivo CRV BL ; dalla consultazione è emersa una generale condivisione delle proposte di cui al punto precedente; un operatore suggerisce di tener conto dei necessari 7

8 adeguamenti ai sistemi informativi nelle valutazioni circa le modalità e le tempistiche di introduzione; una associazione di imprese richiede di avviare la raccolta del gettito della suddetta componente in acconto sin dal 2018 ed auspica che la determinazione del corrispettivo - nonché il dettaglio delle modalità e tempistiche di fatturazione e versamento di tale corrispettivo - avvenga con un anticipo di almeno sei mesi rispetto alla decorrenza di applicazione; due associazioni di grossisti rilevano che potrebbe essere ricompresa nel calcolo della componente CRV ST un equa remunerazione da riconoscere agli UdB per gli aspetti afferenti alla gestione del delta IO. CONSIDERATO, INFINE, CHE: dalla consultazione è emersa l istanza di introdurre meccanismi a garanzia del recupero del credito laddove si verificassero tassi di insolvenza superiori a quelli medi, anche riconducibili al ritardo nell espletamento delle sessioni di aggiustamento, nonché la preoccupazione per la gestione delle partite economiche relative ad operatori non più esistenti sul mercato. RITENUTO OPPORTUNO: completare la disciplina definita con la deliberazione 670/2017/R/gas, mediante l adozione delle specifiche misure di determinazione e gestione del delta IO secondo le modalità sopra prospettate, prevedendo che, dall anno 2018, non trovi applicazione la soglia al di sotto della quale non è riconosciuta la compensazione. RITENUTO, INOLTRE, OPPORTUNO: in relazione ai corrispettivi di scostamento, al fine di ottenere elementi utili ad una misurazione del fenomeno e del relativo onere amministrativo, effettuare una raccolta di informazioni, rinviando a successivo provvedimento la definizione delle modalità di gestione delle rettifiche; nello specifico, prevedere che i soggetti interessati forniscano agli uffici dell Autorità tutti gli elementi necessari all inquadramento del caso, nonché le motivazioni a supporto della eventuale richiesta di rettifica. RITENUTO, INOLTRE, OPPORTUNO: introdurre un corrispettivo unitario variabile CRV ST a copertura degli oneri derivanti dalla nuova disciplina del settlement gas, che sarà approvata con successivo provvedimento, prevedendo altresì l istituzione del Fondo per la 8

9 copertura degli oneri connessi al sistema di settlement gas presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (di seguito: CSEA); stabilire che la suddetta componente addizionale della tariffa di trasporto sia applicata solo ai quantitativi di gas riconsegnati all utente del servizio di trasporto nei punti interconnessi con le reti di distribuzione e che sia aggiornata secondo le medesime modalità seguite per la componente CRV BL ; fissare l entità del corrispettivo CRV ST per il periodo a partire dall 1 luglio 2018, determinandone il livello pari a circa il doppio del fabbisogno annuo di gettito, in modo da recuperare con gradualità, gli ammontari a copertura del costo degli anni precedenti. RITENUTO, INFINE, OPPORTUNO: rinviare a successivi approfondimenti, anche una volta noti gli esiti della prima sessione di aggiustamento prevista nell anno 2018, la valutazione circa l opportunità di introdurre meccanismi per la copertura delle eventuali partite del settlement di competenza degli utenti non recuperabili DELIBERA 1. di prevedere che il termine γ A,REMI,ric di cui al comma 2.2, della deliberazione 670/2017/R/gas sia posto pari a: - per gli anni solari dal 2013 al 2017: γ REMI,s γ max se γ REMI,s γ max γ A,REMI,ric = 0 se γ max γ REMI,s 0 γ REMI,s se γ REMI,s 0 - per gli anni o frazioni di anno successivi: γ A,REMI,ric = γ REMI,s dove - γ max =0,004; - γ REMI,s è, per ciascuna sessione di aggiustamento s, pari a: γ REMI,s = t f k=t (IN 0,s k Q k ) t f k=t 0,s (Q k ) k 9

10 - t 0 è l 1 gennaio del terzo anno precedente all anno cui appartiene t f ; - t f è l ultimo giorno del periodo oggetto della sessione di aggiustamento s cui si applicano le disposizioni del presente provvedimento; 2. di prevedere che, al fine di fornire all Autorità precisi elementi informativi, funzionali alla predisposizione dell intervento di rettifica dei corrispettivi di scostamento applicati per effetto di errore materiale commesso dall impresa di distribuzione o a causa di un errore di misura, gli utenti interessati trasmettano agli uffici, entro il 15 gennaio 2018, almeno le seguenti informazioni: a. entità, espressa in Smc/g, dello scostamento di cui si richiede la rettifica; b. codice ReMi del punto presso il quale si è verificato lo scostamento; c. data nella quale si è verificato lo scostamento; d. cause dello scostamento, ricomprese nei seguenti casi: - errore materiale dell impresa di distribuzione nella trasmissione delle informazioni funzionali al bilanciamento; - errore di misura; - altra motivazione da descrivere nel dettaglio; 3. di prevedere che le informazioni siano trasmesse sulla base del formato e con il contenuto individuati con determinazione del Direttore della Direzione Mercati Energia all Ingrosso e Sostenibilità Ambientale dell Autorità; 4. di prevedere che la mancata trasmissione delle informazioni di cui al punto 2, nei termini e nei modi previsti al punto 3, costituisca causa di esclusione dall applicazione di eventuali rideterminazioni dei corrispettivi di scostamento sulla base delle disposizioni che saranno definite in materia dall Autorità; 5. di istituire una nuova componente addizionale della tariffa di trasporto CRV ST a copertura degli oneri derivanti dalla nuova disciplina del settlement gas; a tal fine: 5.1 è istituito presso la CSEA il fondo per la copertura degli oneri connessi al sistema di settlement gas; 5.2 all articolo 26, comma 26.1, della RTTG dopo la lettera l) è aggiunta la lettera m) la componente tariffaria CRV ST, espressa in euro/smc, a copertura degli oneri connessi al settlement gas. ; 5.3 sempre all articolo 26, comma 26.3, della RTTG dopo il punto è aggiunto il seguente capoverso L impresa di trasporto applica agli utenti del servizio di trasporto, come componente addizionale della tariffa di trasporto di cui all Articolo 8, la componente tariffaria CRV ST, di cui al precedente comma 26.1, lettera m), ai quantitativi di gas riconsegnati all utente del servizio di trasporto nei punti di riconsegna che alimentano le reti di distribuzione. ; 5.4 all articolo 27, comma 27.1, della RTTG dopo la lettera k) è aggiunta la lettera l) il gettito derivante dall applicazione del corrispettivo unitario variabile CRV ST, sul Fondo per la copertura degli oneri connessi al sistema di settlement gas. ; 5.5 all articolo 27, comma 27.2, lettera a), della RTTG il riferimento al comma 23.1 è sostituito dal riferimento al comma 26.1 ; 10

11 5.6 all articolo 27, comma 27.2, lettera a), della RTTG le parole e l) sono sostituite con le seguenti, l) e m) ; 6. di prevedere che il valore del corrispettivo di cui al precedente punto 5., CRV ST, sia posto pari a zero fino al 30 giugno 2018 e pari a 0,0027 euro/smc a partire dall 1 luglio 2018; 7. di trasmettere il presente provvedimento alla CSEA; 8. di pubblicare la presente deliberazione e la RTTG, come modificata dal precedente punto 5, sul sito internet dell Autorità 23 novembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni 11